9月27日，國務院常務會議決定，明年1月1日起取消煤電價格聯動機制，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，將實行“基準價+上下浮動”的市場化定價機制。

盡管具體政策尚未出臺，但回顧2004年煤電價格聯動機制建立至今的發展，結合2015年以來電力體制改革的進展可以看到，這將為煤電進一步市場化奠定基礎。

未來，當發電量占比近七成的煤電進入市場，對能源行業帶來的影響將是巨大的。而當燃煤標桿電價不再，其他能源品種將如何定價，這也成為當下關注的焦點。

量：市場的步子

“基準價+上下浮動”市場化機制的提出并非沒有先兆。

2019年6月27日，國家發改委發布了《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》。在健全全面放開經營性發用電計劃后的價格形成機制方面規定：對于已按市場化交易規則執行的電量，價格仍按照市場化規則形成；鼓勵電力用戶和發電企業自主協商簽訂合同時，以靈活可浮動的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定。

此番煤電價格新機制的提出，正是全面放開經營性電力用戶發用電計劃的具體表現。

經營性電力用戶有著明確定義：除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經營性電力用戶。其中，不符合國家產業政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產品和工藝屬于《產業結構調整指導目錄》中淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策。

經營性電力用戶全面放開參與市場化交易主要形式可以包括直接參與、由售電公司代理參與、其他各地根據實際情況研究明確的市場化方式等，各地要抓緊研究并合理制定中小用戶參與市場化交易的方式，中小用戶可根據自身實際自主選擇，也可以放棄選擇權，保持現有的購電方式。各地可結合本地區電力供需形勢，針對全面放開經營性電力用戶發用電計劃設定一段時間的過渡期。

由此可見，全面放開經營性電力用戶發用電計劃囊括了已有的電力市場交易。而具體到煤電價格聯動機制的取消，所針對的范圍是尚未實現市場化交易的燃煤發電電量。

尚未實現市場化交易的燃煤發電電量有多少呢？2018年火電發電量（49231億千瓦時，含氣電）占全社會發電量（69940億千瓦時）的70%，按照煤電價格聯動機制取消的背景“當前燃煤發電市場化交易電量已占約50%”估算，則意味著接下來50%的煤電將逐步進入“準市場化”，占比超過全社會發電量的30%。

價：聯動vs“浮動”，標桿變基準

新煤電價格機制意味著煤電價格聯動機制將成為歷史。

2004年12月，國家發改委發布《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》。此后，2012年12月、2015年12月，煤電價格聯動的相關政策又經過兩輪調整。

然而，煤電價格聯動政策在設計與執行方面卻存在多個問題。

長沙理工大學副校長葉澤等曾在《我國煤電價格聯動政策存在的問題及對策研究》一文中指出，在機制設計上，煤電價格聯動機制至少存在三方面問題：1、煤電聯動周期過長且存在滯后性，這既增加了發電企業資金賬戶收支大幅波動的風險，影響企業財務安全，同時也使得政策執行具有很大的不可預期性；2、發電企業消化煤電波動的比例明顯偏高，根據2015年相關政策的煤價計算公式，發電企業最低消化比例達到近30%，這會給發電企業生產經營帶來很大負擔，同時不利于發電企業的技術進步；3、電煤價格指數和標桿上網電價二者基準值存在不匹配。

在實際執行過程中，煤電價格聯動機制也存在著有政策但不執行或者執行不到位的情況：2004年以來燃煤標桿上網電價與銷售電價的13次調整中，僅有4次按照政策規定啟動煤電價格聯動。文章指出，在2004年政策頒布以來，煤價實際漲/跌幅多次超過5%的啟動標準，但是，出于宏觀政策的需要，國家并沒有啟動煤電聯動，煤電價格聯動政策長期處于有政策但不執行狀態。

煤電價格聯動機制不順，燃煤機組實際執行的是分省標桿上網電價。

標桿上網電價根據分省平均發電成本計算出來，燃煤價格、工程造價和年利用小時是影響標桿上網電價水平的主要因素，其中燃煤價格和機組年利用小時是影響標桿上網電價政策有效性的最重要因素。

標桿上網電價簡化了管理，但難以及時與電煤價格聯動，無法及時反映價格。另外，標桿上網電價不能反映電廠位置信號，同一省份電廠位置不同，運輸成本相差較大，但標桿電價沒有體現。

明年1月1日起煤電價格聯動機制取消后，基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定。可以看到，煤電標桿電價并非取消，但將更多發揮基準價的參考作用，煤電的定價方式發展方向為“基準價+浮動”機制。

而《關于全面放開經營性電力用戶發用電劃的通知》也指出，鼓勵電力用戶和發電企業自主協商簽訂合同時，以靈活可浮動的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定。

這也意味著，具體電廠燃料成本影響有機會通過價格浮動方式的約定進行聯動。

實踐：“浮動”爭議

2019年1月江西省能源局就率先開展“基準電價+浮動機制”的試點工作。

《江西省2019年度電力直接交易實施方案》（以下簡稱“《方案》”）明確以年用電量達到4000萬千瓦時及以上的水泥企業為試點，鼓勵與發電企業建立“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制，直接向發電企業購電。

對于基準電價的確定，《方案》給出4種方式供參考，標桿上網電價是其中之一。而對于浮動機制，水泥行業主要產品價格、電煤價格都可以作為參考，亦可以選擇其他經交易雙方協商一致的浮動機制。

從側面看，參考各地現行燃煤發電標桿上網電價確定基準價，可以說是未來新定價機制與已有市場交易電量交易方式的區別之一。

而“浮動”機制，則被寄予平衡交易雙方利益、傳導上下游價格波動的厚望。

江西省能源局相關工作的通知如此表示：“機制的建立將在更大范圍內發揮市場配置資源作用，促進市場雙方利益共享、風險共擔，實現交易電價‘能升能降’、‘隨行就市’。當發電企業發電成本在雙方約定周期內降低到一定比例時，將傳導更大讓利空間至電力用戶；反之，電力用戶將與發電企業共同承擔發電成本上漲的風險?！薄笆袌鲋黧w雙方既可采用煤電聯動機制，也可采用水泥行業重點商品價格與電價聯動等機制，探索建立適合本省實際的價格聯動機制……雙方應盡力避免交易信息不對稱和刻意隱瞞重要信息，不得全盤轉嫁風險，要有清晰的浮動機制參考標的物，并約定好信息來源和參考依據，減少合同履約風險?！?/p>

事實上，在此前的電力市場交易中，已有交易雙方采用“浮動”機制的案例，但雙方對約定標的物價格理解不同，屢屢引起爭議。

靖遠第二發電有限公司曾因供用電合同糾紛，將中國鋁業股份有限公司連城分公司及中國鋁業股份有限公司告上法庭。

訴訟中，靖遠二電公司主張，計算煤電聯動費用時應以其上網電量作為參數，合同中約定的標煤單價每下浮30元/噸為不含稅價格，取整計算電價降幅；計算鋁電聯動費用時應以與長江有色金屬網現貨鋁價相近的上海現貨鋁價作為參數，取整計算聯動電價。中鋁連城公司則主張以其合同期內的實際用電量作為參數計算煤電、鋁電聯動費用，按比例計算聯動電價；合同中約定的標煤單價每下浮30元/噸為含稅價格；以其公司原鋁液和鋁錠加權平均銷售價（含稅）作為參數計算鋁電聯動費用。

變數：市場亟需調整與完善

煤電價格聯動機制的取消已確定，但具體政策還未出臺。牽一發而動全身，更何況是發電量占比最高的煤電“巨獸”。

煤電市場化的推進，對煤電自身的影響，主要在于收入不確定性增加。但鑒于煤電是最早和最大規模進入電力市場的能源品種，其市場經驗能較好支撐變化的到來。

售電公司將迎來新的業務增長點。與煤電市場化配套的，是經營性電力用戶發用電計劃的全面放開。盡管具體政策尚未明朗，但可以預見的是，更多中小用戶將有機會進入市場，這也給了售電公司更多市場空間。

對市場組織者而言，盡快完善電力市場規則則是當前要務，特別是對交易合同履約管理、進出市場規則的建立等。這些規則，將在很大程度上影響用戶積極性和市場可持續性。

江西省能源局就對江西電力交易中心發揮平臺媒介、披露和第三方監管作用提出要求。“交易中心要充分發揮交易平臺各項作用，為市場主體雙方提供平等協商平臺，主動對政策及機制釋疑解惑，定期披露合同中約定標的物價格浮動情況供市場雙方參考。試點初期，加強對’基準電價+浮動機制’合同履約情況的監管，對擅自曲解合同條款或履約合同不到位的市場主體及時預警并監督其整改，對于情節嚴重的，在交易平臺進行通報并將有關情況納入年度市場主體運營評價。”

目前，非水可再生能源、核電的標桿上網電價政策是參照煤電標桿上網電價而定的。

業內人士強調，盡管煤電未來將實行“基準價+上下浮動”的定價機制，但在具體執行中也將是循序漸進、逐步放開的過程，而非一下子全部開放。

對于煤電標桿電價，業內人士告訴eo記者，新煤電價格機制的應用并不意味著標桿上網電價必然取消。煤電基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，非水可再生能源、核電的標桿上網電價政策在短時間內或不受影響。不過，如果最終出臺的政策確定取消標桿上網電價，則非水可再生能源的補貼政策也需要進行調整。而長遠看，當煤電更講市場，非水可再生、核電的市場化進度也將加快。